Promoviendo la competencia en los mercados energéticos: Gas Natural

Fernando Navajas* ANCE-FIEL-UBA-UNLP

Seminario de FIEL**

“Promoviendo la competencia en los mercados energéticos” Hotel NH City, Buenos Aires, Noviembre 9, 2016.

*Los resultados, comentarios y opiniones son personales y no involucran a las instituciones mencionadas o a sus miembros ** Con el auspicio del FCO UK y la Embajada Británica en Buenos Aires

FUNDACION DEI NVESTIGACIONESECONOMICASLATINOAMERICANAS

Temas 1. Enfoque: Instituciones, organización industrial,

regulación, reglas de precios 2. Precios gas natural I: distorsiones en los niveles. 3. Precios del gas natural II: distorsiones en la

estructura, anti-equilibrio. 4. Del anti-equilibrio al equilibrio: La regla de precios

a los productores. 5. Mercados de gas y competencia 6. Reflexiones finales

Figura 5 de Navajas (2010)

2. Precio del gas natural I: distorsiones en los niveles.

3. Precio del gas natural II:

distorsiones en la estructura, anti-equilibrio

4. Del anti-equilibrio al equilibrio: La

regla de precios a los productores

La regla de precios del gas natural • El pricing del gas se forma a partir de los Planes Gas (I,II y III)

que tienen distintas características pero rasgos comunes que pueden ser sintetizados en una regla general.

• La forma general tiene tres parámetros “suficientes” para caracterizar la regla. – Prt es el precio de referencia de largo plazo – P0 es el precio base – αt es el ponderador asociado a una curva de declinación teórica

aplicada a una dada (no necesariamente observable en el Plan Gas I) producción base. Es esa producción base sobre la producción total registrada

• Todas las empresas tienen una fórmula correspondiente que es un caso particular de esta regla general, con elementos comunes o diferentes según el tipo de Plan o la empresa.

• El esquema “actual” es uno donde los precios Prt y P0 están prefijados, mientras que el ponderador αt es endógeno al esfuerzo de producción. Existen penalidades por incumplimiento del sendero de producción total.

La regla actual

5.7$ sólo tieneIII GasPlan - senderosegun T0,...,en t (débil) edecrecient y

3.2$);5.7$ , 5.4($ tieneII GasPlan - ),( T0,...,en t edecrecient y

3.2$ ; 5.7$ tieneI GasPlan - :actual regla laEn

(1) )(General Regla

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La regla actual: características 1. Actúa como un mínimo garantizado, si el precio promedio

facturado es superior no se aplica. 2. La secuencia de αt no refleja volúmenes de gas nuevo (vs.

viejo) o convencional (vs. no convencional). Es un parámetro contractual predeterminado pero endógeno al esfuerzo.

3. Pero la fórmula (1) aproxima una convergencia entre gas viejo y gas nuevo que “ahorra” información y esfuerzo regulatorio.

4. El precio marginal de largo plazo de la regla es prt mientras que el de corto plazo es (1- αt ) y endógeno al esfuerzo.

5. La “elasticidad-esfuerzo” del precio marginal de corto plazo es positiva y decreciente e igual a (αt /(1- αt ))η, donde η es la elasticidad-esfuerzo de la producción.

6. La fórmula (1) puede ser vista como un precio marginal de largo plazo dado prt menos un “Sliding Windfall Tax”, dado por αt (prt –p0) que va decreciendo en el tiempo

Líneas de reforma de la regla • La regla puede ser reformada en todos su componentes. Y a su

vez, las “reformas” pueden ser vistas dentro de la gramática de la regla actual.

• La más importante es la referida a la determinación del precio de referencia Prt a partir de valores no prefijados y que reflejen costos de oportunidad para la economía. – El desafío es encontrar una regla que sea compatible con mercados

competitivos a mediano plazo y refleje costos de oportunidad • En segundo nivel está la determinación de los parámetros de

transición (αt y p0) y en el componente de corrección que determina el precio medio. – El desafío es encontrar una regla que controle por transferencias bruscas

en la (fairness) y permita un traslado sostenible a la demanda • Los oferentes y demandantes enfrentan el mismo precio marginal

en el largo plazo, crucial para la competencia. • La asignación de riesgos de precios y volúmenes es otra cuestión

relevante. Flexibilizar prt reasigna riesgos, si bien existe una “Regla-S” que lo acotaría.

OFERTA CONVENCIONAL

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OFERTA NO CONVENCIONAL

OFERTA IMPORTADA BOLIVIA

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OFERTA IMPORTADA LNG

Los grados de incertidumbre son variados. ¿Cae necesariamente el convencional? ¿Bolivia también? ¿Pueden bajar los precios de LNG en un contexto de open access? Todas estas preguntas van a tener una respuesta/acción “estratégica” del gobierno y del sector

? ?

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El contexto que se enfrenta

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5. Mercados de gas y competencia

Aspectos críticos/estratégicos • La regla de precios sirve para la convergencia, pero es

más que eso: el precio de referencia prt sintetiza la visión subyacente de la organización del mercado de gas al que aspiramos en pos de bajar los costos y desarrollar la tecnología.

• El “status-quo inercial” (regla a precio fijo) nos lleva a algo diferente a lo que teníamos como mercado de gas en los 90, lo cual es también diferente a lo que hoy sería un mercado de gas.

• En cualquier caso el “equilibrio” en el que vamos a terminar va a ser un resultado de las instituciones y diseño de mercado que elijamos. Las instituciones y el diseño no vienen después, vienen antes (ver Fig. 5)

Aspectos esenciales • Un mercado de gas requiere de varios elementos

críticos: 1. Una demanda “madura”. 2. Numerosas facilidades de infraestructura 3. Varias fuentes rivales de gas 4. Liquidez 5. Señales de precios-cum-impuestos eficientes para la

inversión en producción, infraestructura, el almacenamiento y el consumo (ahorro/eficiencia)

6. Competencia, entrada, acceso justo a oferentes no-incumbentes.

• Nosotros tenemos 1 y 2, la regla de precios nos tiene que llevar a 5, claramente no tenemos 4 para lo cual necesitamos 3 y movernos hacia 6.

Comparativa de procesos de penetración*del GN

* Cantidad de años necesarios para alcanzar el 10% del balance primario. Los países se clasificaron en función de este criterio (del más rápido al más lento) Fuente: Hansen y Percebois (2011) y Balances Nacionales para Argentina y Colombia 22

Comparativa de procesos de penetración* de GN

* Cantidad de años necesarios para alcanzar el 10% del balance primario. Los países se clasificaron en función de este criterio (del más rápido al más lento) Fuente: Hansen y Percebois (2011) y Balances Nacionales para Argentina y Colombia 23

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Empresa pública Liberalización Intervencionismo

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1960

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2012

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Mercado mayorista, hub físico y comercial • El mercado mayorista en gas no puede pensarse sin referencia al

lugar donde la entrega física del commodity tiene lugar. • En él operan transacciones primarias (contratos bilaterales de

largo plazo) y secundarias (spot) que permiten los ajustes y balances y coordinan las señales de precios.

• Dos modelos salientes en EEUU y EU -con el nuestro más asimilable al segundo-. Conlleva regulación explícita de las redes y el uso de un operador del sistema (TSO) que coordina y regula derechos de transmisión de modo “explícito” o “implícito” (capacidad+commodity). (Glachant et.al, 2013)

• La representación comercial de la red se sintetiza en un conjunto regulado de puntos de entrega (hub virtual) que reduce los costos de transacción y aumenta la liquidez y la competencia gas-to-gas. Obliga a utilizar mecanismos de balanceo para cerrar la brecha física y comercial y manejar la congestión (física y contractual).

• Conclusión: El mercado mayorista no es una construcción aislada de (sino íntimamente relacionada a) la operación de la red y por ello el regulador del gas está muy involucrado en su diseño.

¿Podrá el LNG darnos liquidez de mercado y precios de referencia?

• 3 etapas hacia la globalización (Ruester 2010,2013) I. “Project-Utility Chain Model” II. “Crecimiento y Economías de Escala” III. Flexibilidad Contractual y Respuesta de Players • Mercado global con señales de precios vinculadas y

mayor tendencia a un arbitraje incompleto (Neumann, 2009; Zhuravleva, 2009)

• Cambio contractual de esquema ToP rígido a contratos flexibles (re-exportables) y transacciones de corto plazo.

• Pricing se adapta a (no es exógeno a) mercados de destino.

• Respuesta de integración vertical de actores

Cuestiones de estructura de mercado y control vertical y horizontal

• Antecedentes (Petrecolla y Martinez, 2010): “En definitiva, las condiciones de competencia en el mercado de gas

natural de la Argentina son bastante pobres y se condicen más bien con las de un mercado oligopólico. Este resultado obliga a las autoridades de competencia y al regulador sectorial a mantener una mirada atenta a lo que sucede en este mercado ya que el mismo ha probado ser menos competitivo que lo que se esperaba al momento de su privatización.” (pag. 196, subrayado es mío)

• Menos relevante para modelar la oferta bajo intervencionismo (Barril y Navajas, 2015), pero de nuevo relevante ahora

• Los HHI y CR3 “recalculados” crecen mucho si las importaciones (que antes no había) son controladas por YPF.

• La evidencia internacional muestra rol de otros actores, no productores domésticos líderes en competencia directa.

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Mercado y requisitos de transparencia • Es un mercado controlado por YPF y ENARSA sobre

la base de acuerdos contractuales previos que no son públicos.

• Sobre contratos de compra de gas corto plazo (1 año) cuyas características tampoco son públicas y no permiten comparaciones de precios/opciones.

• Contratos recientes desde Chile sí fueron transparentados (por presión periodística !!)

• Acceso exclusivo a facilidades de regasificación, con tarifas de regasificación no informadas o auditadas. – Los analistas “guess-timan” estas “tarifas”, en un rango.

6. Reflexiones Finales

1. Somos un mercado de gas maduro que merecemos tener reglas maduras de formación de precios.

2. Pensar en integrar las importaciones para cerrar el balance y armar un mercado mayorista spot con señales de precios que sirvan para dar contractualidad.

3. Estudiar mejor los flujos de oferta y demanda de corto y mediano plazo y cuestiones de variabilidad por renovables, el corrimiento de la demanda hacia electricidad y la entrada de LNG en un contexto de mayor demanda por flexibilidad hacia el futuro.

4. Perfeccionar un sistema “implícito” de asignación de capacidad en el corto plazo y “explícito” en el largo plazo para acomodar las inversiones requeridas.

5. El LNG luce como la fuente natural para dotar de flexibilidad y liquidez al mercado spot. Reducir los costos de transacción y las barreras técnicas, regulatorias y de mercado que limitan aprovechar el arbitraje de precios entre nuestro mercado y la región o el mundo.

6. Necesitamos acciones institucionales que involucran al MINEM, ENARGAS y la CNDC para trasformar un mercado de vendedores en uno de compradores. Y elevar la transparencia de mercado.

7. Desde una perspectiva de mercado, la forma elegida por la Argentina para acomodar la expansión de los recursos no convencionales lleva a un control vertical y horizontal del negocio de LNG que debería ser revisado críticamente. Porque las consecuencias sobre el mercado mayorista y los precios del gas son claras: control vertical y precios altos para sostener rentas de inversión.

8. Pero abrir los mercados a la competencia no es sinónimo de política energética, tenemos que entender mejor los trade-offs involucrados. Aquí es donde entra la cuestión de Vaca Muerta y el argumento de “industria incipiente” que hoy está haciendo el sector.

9. Además hay que estudiar/entender si la respuesta del sector privado a las instituciones de mercado/regulación y a la incertidumbre hace que formas alternativas de negocios y posicionamiento estratégico involucren distintos niveles de integración vertical necesarios.

Referencias • Barril D. and F. Navajas (2015), )“Natural Gas Supply Behavior Under Interventionism: The case of

Argentina” , Energy Journal, Vol 36 Nº4, December 2015. • Glachant J.M, M. Hallack and M. Vazquez (2013), Building Competitive Gas Markets in the EU:

Regulation, Supply and Demand, Cheltenham: Edward Elgar Publishing Co. • Hancevic P., W. Cont and F. Navajas (2016), )“Energy Populism and Household Welfare”, Energy

Economics, Vol 56, May. • Hansen J. P. y J. Percebois (2011), Energía: Economía y Políticas, Buenos Aires: Fundación T. Di

Tella. • Navajas F. (2008) "Anti-Equilibrio y Mercados Energéticos", XLIII Reunión Anual de la AAEP,

http://www.aaep.org.ar/anales/download/2008/mesa_navajas.pdf • Navajas F. (2010), “Energía e Infraestructura en la Argentina: Diagnósticos, desafíos y opciones”,

Documento de Trabajo de FIEL N°105, Noviembre. • Navajas F. (2016), “Reflexiones sobre la determinación del precio del gas en boca de pozo”,

Seminario UCES/IAE, Septiembre 22. http://www.fiel.org/publicaciones/Novedades/NEWS_1475522410014.pdf

• Neumann A. (2009), “Linking natural gas markets: Is LNG doing its job?”, Energy Journal, Vol.30 (special Issue), pp.187-99.

• Petrecolla D. y M.F. Martinez (2010), “Condiciones de competencia en el mercado de gas natural de la República Argentina:1990-2008”, Economía, Vol.XXXIII, N°65, pp.177-99

• Ruester S. (2013), “Gas Supply: The role of liquified natural gas”, Chapter 3 in Glachant et.al op.cit. • Wood Mackenzie (2016), “Argentina LNG long term outlook 2016”, Commodity market report,

August 2. • Zhuravleva P. (2009), “The nature of LNG arbitrage: an analysis of the main barriers to the growth

of the global LNG arbitrage market”, Working Paper NG-31, Oxford Institute of Energy Policy.